CN111911122A - 一种页岩气加密井未波及区的压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种页岩气加密井未波及区的压裂方法，其包括顺序进行的如下步骤：S1、利用酸液预处理储层；S2、使用泡沫滑溜水对酸液预处理后的储层进行造缝，产生裂缝；S3、向所述裂缝中注入携带微细支撑剂的泡沫滑溜水；S4、向所述裂缝中注入携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水；S5、向所述裂缝中注入携带中粒径支撑剂的泡沫滑溜水；S6、向所述裂缝中注入携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水；S7、利用压裂液进行顶替。本发明提供的方法可以大范围改造井间未波及区，提高页岩气加密井分段压裂效果。
Description
技术领域
本发明涉及一种页岩气加密井未波及区的压裂方法。
背景技术
页岩气水平井经过分段压裂投产后，随着产量及井口压力的降低，有时井口压力甚至接近地面集输站的输气压力，因此，为进一步提高页岩气可采储量的动用率，有必要钻加密水平井，并实施分段压裂改造。近几年，我国第一个进入商业化开发的国家级页岩气产能建设示范区涪陵页岩气田大幅度增加了页岩气加密井的钻井和压裂数量。
由于加密井的邻井压裂后经过了相对较长的生产时间，形成了较大的压力亏空区域。换言之，与原始情况相比，加密井经过的区域，含气性大幅度降低，地层压力也大幅度降低，就相当于目前尚未完全突破的常压页岩气，甚至比常压页岩气的含气性及地层压力都低。因此，加密井压裂要想取得突破，难度更大。主要原因在于，一是邻井压后生产，已采出了大量的页岩气，导致地层压力的大面积亏空。地层压力的降低，导致地应力降低及有效渗透率的降低，需要更加复杂的缝网才能取得预期的效果；第二，邻井第一次压裂裂缝的存在，诱导应力在最小水平主应力方向上增加的更多，即使第一次裂缝导流能力降低甚至消失，由于页岩的塑形特征，上述诱导应力不会随着裂缝的完全闭合而对应消失掉。而且压后长期生产，诱导的应力与第一次裂缝的正好相反，它是降低而不是增加，且最大主应力方向也是最大渗透率方向，因此，裂缝方向由于生产引起的诱导应力降低幅度最大，垂直裂缝方向的诱导应力降低最小。换言之，由于邻井第一次压裂裂缝的诱导应力效应的长期存在及生产引起的诱导应力降低效应，都存在着促使两向水平应力差降低，即趋于应力各向同性效应的内在机理。因此，对加密井采用常规页岩气压裂技术，裂缝的起裂方向及后续延伸过程中存在着没有主导性延伸方向的风险。这种风险易诱发裂缝向邻井影响的低压区延伸，一方面低压区含气性也大幅度降低，裂缝延伸至此不会有较好的产气效果，另一方面由于滤失大幅度增加，会引发加密井压裂施工的砂堵风险。
因此，有必要研究提出一种新的压裂技术，能够封堵不同尺度的小微裂缝***，提高裂缝的导流能力，促进裂缝转向，提高造缝效率，大范围改造井间未波及区，提高页岩气加密井分段压裂效果。
发明内容
为了解决现有技术中存在的问题，本发明提供了一种页岩气加密井未波及区新的压裂加砂技术，采用二氧化碳泡沫滑溜水造缝和携带微细支撑剂的注入模式，最大限定地封堵不同尺度的小微裂缝***，减少主裂缝延伸至邻井压裂未波及区时的压裂液用量，一定程度上抑制黏土的膨胀，进而提高不同尺度裂缝的导流能力，促进裂缝转向，提高造缝效率，大范围改造井间未波及区，提高页岩气加密井分段压裂效果。
根据本发明的第一方面，提供了一种页岩气加密井未波及区的压裂方法，其包括顺序进行的如下步骤：
S1、利用酸液预处理储层；
S2、使用泡沫滑溜水对酸液预处理后的储层进行造缝，产生裂缝；
S3、向所述裂缝中注入携带微细支撑剂的泡沫滑溜水；
S4、向所述裂缝中注入携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水；
S5、向所述裂缝中注入携带中粒径支撑剂的泡沫滑溜水；
S6、向所述裂缝中注入携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水；
S7、利用压裂液进行顶替。
采用步骤S3“向所述裂缝中注入携带微细支撑剂的泡沫滑溜水”，微细支撑剂在不同尺度裂缝会充填的更饱满，在提高造缝效率的同时，裂缝的转向效果也会更好，可确保支撑剂在裂缝高度上全悬浮及完全的封堵及转向效果。
根据本发明的优选实施方式，所述泡沫滑溜水为二氧化碳泡沫滑溜水。二氧化碳泡沫滑溜水呈现弱酸性，可大幅度降低滤失，从而降低早期裂缝向邻井低压区延伸的距离，可最大限度地降低主裂缝延伸至邻井压裂未波及区时的压裂液用量，也可降低水相的用量，一定程度上抑制黏土的膨胀，进而提高不同尺度裂缝的导流能力。
优选在所述泡沫滑溜水中，泡沫质量为30-50％。此处“泡沫质量”是指泡沫滑溜水中气体体积与泡沫滑溜水总体积的比值。
根据本发明的优选实施方式，微细支撑剂的粒径为140-210目，优选地，微细支撑剂的视密度为1.05-1.25g/cm3。
根据本发明的优选实施方式，小粒径支撑剂的粒径为70-140目，优选为80-120目。
根据本发明的优选实施方式，中粒径支撑剂的粒径为40-70目。
根据本发明的优选实施方式，大粒径支撑剂的粒径为30-50目。
根据本发明的优选实施方式，在步骤S1之前，还包括压前储层参数评价，并根据获取的储层参数进行裂缝参数优化以及压裂施工参数优化，下分段压裂管柱。
根据本发明的优选实施方式，所述储层参数包括孔隙压力、最小地应力和综合滤失参数中的一种或多种。
根据本发明的优选实施方式，使用ECLIPSE进行裂缝参数优化。
根据本发明的优选实施方式，使用MEYER进行压裂施工参数优化。
根据本发明的优选实施方式，所述裂缝参数包括裂缝长度、导流能力以及缝间距。
根据本发明的优选实施方式，所述压裂施工参数包括压裂液体积、黏度、排量、支撑剂体积以及砂液比等。
根据本发明的优选实施方式，在步骤S2中，泡沫滑溜水的用量为80-100m3，和/或，排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量由30％逐渐增加至50％。在泡沫滑溜水造缝施工过程中，在初期使用较低排量，优选为最高排量的50-70％，更优选为最高排量的60％，中后期逐渐提高到最高值。
根据本发明的优选实施方式，步骤S3中，携带微细支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比由3％以2-4％的增幅阶梯式的上升至18％。
根据本发明的优选实施方式，步骤S3中，携带微细支撑剂的压裂液采用段塞式注入，优选为长段塞式注入。优选地，携带微细支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比由3％以2-4％的增幅阶梯式的上升至18％，优选地，每3-4个砂液比连续加砂注入；
根据本发明的优选实施方式，步骤S3中，每个砂液比的携带微细支撑剂的泡沫滑溜水的注入量为30-40m3，隔离液的注入量为井筒容积的80％-100％，优选不超过50m3。
根据本发明的优选实施方式，步骤S3中，携带微细支撑剂的泡沫滑溜水的排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量为50％。
根据本发明的优选实施方式，在步骤S4中，携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水采用段塞式注入，以达到高效封堵及转向的目的；优选地，
携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比由2％以1-3％的增幅阶梯式的上升至16％；
优选每个砂液比的携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水的注入量为40-50m3，隔离液的注入量为40-50m3；
优选每个砂液比的携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量为50％。
根据本发明的优选实施方式，在步骤S5中，携带中粒径支撑剂的泡沫滑溜水采用长段塞式注入；优选地，
携带中粒径支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比由6％以2-4％的增幅阶梯式的上升至21％；优选地，每3-4个砂液比连续加砂注入；
优选每个砂液比的携带中粒径支撑剂的泡沫滑溜水注入量为40-50m3，隔离液的注入量为50-60m3；
优选每个砂液比的携带中粒径支撑剂的泡沫滑溜水排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量为50％。
根据本发明的优选实施方式，在步骤S6中，携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水采用连续加砂注入。由于加密井周围的应力各向趋同效应，一旦在邻井的低压区某处形成有效的封堵，会相对容易地在微细支撑剂封堵处转向。转向后又易于向应力稍高的区域延伸，然后再次发生封堵与转向，最后通过上述自然选择作用引发不断的封堵与转向，最终的主裂缝会逐渐转向应力最高的区域，由此获得预期的页岩气产量及稳产效果。优选地，
携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比由12％以2-4％的增幅阶梯式的上升至24％；
优选每个砂液比的携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水注入量为5-10m3；
优选每个砂液比的携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量为50％。
根据本发明的优选实施方式，在步骤S7中，压裂液的用量为井筒容积的110-130％，优选地，在顶替过程中先使用50-60mPa·s的压裂液以清扫水平井筒的沉砂效应，然后用2-3mPa·s的低黏度滑溜水进行顶替；优选地，50-60mPa·s的压裂液的体积占步骤S8中所用的压裂液(包括50-60mPa·s的压裂液和2-3mPa·s的低黏度滑溜水)总体积的30％-40％。
本发明是主压裂的重要组成部分，利用微细支撑剂和泡沫滑溜水造缝可大幅度降低滤失并产生裂缝转向效果的优点，采用二氧化碳泡沫滑溜水造缝和携带微细支撑剂的注入模式，最大限度地封堵不同尺度的小微裂缝***，减少主裂缝延伸至邻井压裂未波及区时的压裂液用量，抑制黏土的膨胀，进而提高不同尺度裂缝的导流能力，同时细微支撑剂可促进裂缝转向，提高造缝效率，大范围改造井间未波及区，提高页岩气加密井分段压裂效果。本发明施工工艺科学合理、可操作性强，在页岩气加密井分段压裂中具有广阔的应用前景。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明进行详细说明，但本发明并不受下述实施例限定。
一种页岩气加密井大范围改造未波及区的压裂方法，其包括如下步骤：
1)加密井的关键页岩参数评价。孔隙压力是最重要的页岩参数，该参数会引起一系列参数(如渗透率、岩石力学参数、三向地应力等)的变化。可采取加密井导眼井微注测试获取目前的孔隙压力及渗透率等。也可基于加密井导眼井岩心，模拟加密井导眼井温度及压力，测试相应的岩石力学参数。此外，在加密井导眼井上进行小型测试压裂试验，测试最小地应力、综合滤失系数等参数。
2)裂缝参数优化。基于步骤1)参数，应用页岩气压裂井产量预测的商业软件ECLIPSE，模拟优化获取最佳的裂缝长度、导流能力及缝间距等。
3)压裂施工参数优化。应用页岩气压裂优化设计软件MEYER，模拟获取步骤2)中优化裂缝参数下的压裂液体积、黏度、排量、支撑剂体积及砂液比等。
4)提供泡沫滑溜水。泡沫滑溜水优选为二氧化碳泡沫，泡沫质量(泡沫中气体体积对泡沫总体积的比值)范围为30-50％。
5)下桥塞及射孔联作工具作业
第一段采用连续油管携带射孔枪，其余段采用泵送方法携带桥塞及射孔枪。
6)酸预处理作业。一般用标准盐酸，注入流程及参数参照邻井压裂做法。
7)泡沫滑溜水造缝施工。参照步骤3)优化的裂缝参数进行施工。采用80-100m3纯滑溜水，二氧化碳泡沫质量开始是30％，中后期逐渐增加到50％，并保持这个泡沫质量。排量为12-16m3/min。开始可低排量(可取最高排量的60％左右)，中后期逐渐提高到最高值。泡沫压裂液呈现弱酸性，可大幅度降低滤失，从而降低早期裂缝向邻井低压区延伸的距离，可最大限度地降低主裂缝延伸至邻井压裂未波及区时的压裂液用量，也可降低水相的用量，一定程度上抑制黏土的膨胀，进而提高不同尺度裂缝的导流能力。
8)携带微细支撑剂的泡沫滑溜水注入施工。采用140-210目、视密度1.05-1.25g/cm3的超低密度微细支撑剂，该支撑剂在不同尺度裂缝会充填的更饱满，在提高造缝效率的同时，裂缝的转向效果也会更好，可确保支撑剂在裂缝高度上全悬浮及完全的封堵及转向效果。该阶段中，携带微细支撑剂的泡沫滑溜水采用段塞式注入，优选采用长段塞式注入，例如采用的砂液比为3-6-9-12-15-18％，前三个砂液比连续施工，后三个砂液比连续施工，每个砂液比的携带微细支撑剂的泡沫滑溜水的体积为30-40m3，中间的隔离液体积取当段井筒容积，一般不超过50m3。排量取12-16m3/min，泡沫质量为50％。
9)携带70-140目支撑剂的泡沫滑溜水注入。该段支撑剂采用段塞式加砂模式，分8个段塞注入，砂液比为2-4-6-8-10-12-14-16％，每个砂液比的携带支撑剂的滑溜水的注入量为40-50m3，隔离液体积40-50m3。排量取12-16m3/min，二氧化碳泡沫质量为50％。
10)携带40-70目支撑剂的泡沫滑溜水注入。该段支撑剂采用长段塞进行施工，砂液比按6-9-12-15-18-21％，前三个砂液比连续加砂，后三个砂液比连续加砂，每个砂液比的携带支撑剂的泡沫滑溜水的注入量为40-50m3，中间隔离液体积取50-60m3。排量范围12-16m3/min。二氧化碳泡沫质量为50％。
11)携带30-50目支撑剂的泡沫滑溜水注入。该段支撑剂采用连续加砂进行施工，砂液比依次为12-15-18-21-24％，每个砂液比的携带支撑剂的泡沫滑溜水的体积为5-10m3。排量范围12-16m3/min。二氧化碳泡沫质量取50％。
12)顶替作业。采用当段井筒容积的110-130％压裂液进行注入，且前30-40％体积采用黏度50-60mPa·s的胶液，以清扫可能的水平井筒沉砂效应，之后采用2-3mPa·s的低黏度滑溜水进行注入，直到顶替完为止。
13)其它段施工重复步骤5)～步骤12)，直到将所有段施工完为止；
14)压后钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程执行。为防止地应力降低后的吐砂，要求返排压差比常规压差可降低20～30％。
实施例1
本发明在涪陵地区某加密井体积压裂改造施工中得到应用，该井位于四口已分段压裂并长期生产的页岩气水平井中心位置，垂深2732.60m，斜深4941.00m，井底井斜89.40°，水平段长2000.00m。通过本发明所提供的方法进行优化设计，步骤及结果如下：
1)对第一段进行小压测试，解释最小水平主应力76MPa，近井筒裂缝弯曲摩阻4～7Mpa；测井解释页岩关键储层参数评价认为，该井优质页岩发育，静态指标良好；
2)采用ECLIPSE软件优化获得压后长期产量的最佳裂缝参数：最优缝间距16-22m，裂缝半长260-300m，导流能力为20-35mD·m；采用GOFHER软件模拟获得最佳裂缝形态的施工参数：排量12～14m3/min，单段压裂液用量1600-1900m3，单段支撑剂量40m3-60m3，优选4种支撑剂粒径，分别为140-210目(微细支撑剂)、70-140目(小粒径支撑剂)、40-70目(中粒径支撑剂)和30-50目(大粒径支撑剂)；二氧化碳泡沫滑溜水，泡沫质量(泡沫中气体体积对泡沫总体积的比值)范围：30-50％；黏度2-3mPa·s的低黏滑溜水，以及黏度为50-60mPa·s的胶液。
3)采用桥塞射孔联作方法进行射孔作业；
4)预处理采用20m3稀盐酸，注酸排量2m3/min；
5)阶梯升排量(依次为2-4-6-8m3/min)注入30m3滑溜水，之后阶梯升排量(依次为4-6-8-10-12m3/min)注入80m3胶液；
6)泡沫滑溜水造缝，阶梯升排量(8-10-12-14m3/min)注入100m3二氧化碳泡沫滑溜水，泡沫质量由30％逐渐升至50％；
7)二氧化碳泡沫滑溜水加砂，泡沫质量50％，按照12m3/min的排量依次段塞式注入140-210目微细支撑剂，砂液比分别为3-6-9％(此3个砂液比连续加砂)，每个砂液比的携带微细支撑剂的二氧化碳泡沫滑溜水的用量40m3；中间注入30m3二氧化碳泡沫滑溜水作为隔离液，待井口压力平稳，继续段塞式加砂，砂液比分别为12-15-18％(此3个砂液比连续加砂)。其中二氧化碳泡沫滑溜水中泡沫质量50％，排量14m3/min；
8)携带70-140目支撑剂的泡沫滑溜水段塞式注入，分7个段塞加入，砂液比依次为2-4-6-9-12-14-16％，每个砂液比的携带70-140目支撑剂的泡沫滑溜水的体积40m3，中间隔离液体积50m3，排量范围12-16m3/min，二氧化碳泡沫质量50％。
9)携带40-70目支撑剂的泡沫滑溜水长段塞注入，携带支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比分别为6-9-12％(此3个砂液比连续加砂)和15-17-20％(此3个砂液比连续加砂)，每个砂液比的携带支撑剂的泡沫滑溜水体积50m3，中间隔离液体积50m3，排量范围12-16m3/min，二氧化碳泡沫质量50％。
10)携带30-50目支撑剂的泡沫滑溜水连续注入，携带支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比依次为12-15-18-20％，采用连续注入方式，每个砂液比体积10m3。排量范围12-16m3/min，二氧化碳泡沫质量50％。
11)依次采用20m3高黏胶液及40m3低黏滑溜水进行顶替；
12)重复以上步骤3)-11)，完成剩余压裂施工。压裂结束后，按照常规流程执行返排、测试求产和正式投产工作，返排压差比常规压差降低30％。
通过本发明实施，该井压后无阻流量达16.2×104m3，获得了较好的压裂效果，为涪陵页岩气加密井压裂改造提供了较好的思路和做法。
应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。
Claims (10)
1.一种页岩气加密井未波及区的压裂方法，其包括顺序进行的如下步骤：
S1、利用酸液预处理储层；
S2、使用泡沫滑溜水对酸液预处理后的储层进行造缝，产生裂缝；
S3、向所述裂缝中注入携带微细支撑剂的泡沫滑溜水；
S4、向所述裂缝中注入携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水；
S5、向所述裂缝中注入携带中粒径支撑剂的泡沫滑溜水；
S6、向所述裂缝中注入携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水；
S7、利用压裂液进行顶替。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述泡沫滑溜水为二氧化碳泡沫滑溜水，优选在所述泡沫滑溜水中，二氧化碳质量为30-50％。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，微细支撑剂的粒径为140-210目，和/或，视密度为1.05-1.25g/cm3；
小粒径支撑剂的粒径为70-140目；和/或，
中粒径支撑剂的粒径为40-70目；和/或，
大粒径支撑剂的粒径为30-50目。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，其特征在于，在步骤S1之前，还包括压前储层参数评价，并根据获取的储层参数进行裂缝参数优化以及压裂施工参数优化，下分段压裂管柱；
优选地，所述储层参数包括孔隙压力、最小地应力和综合滤失参数中的一种或多种；和/或，使用ECLIPSE进行裂缝参数优化，和/或，使用MEYER进行压裂施工参数优化。
5.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，在步骤S2中，泡沫滑溜水的用量为80-100m3，和/或，排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量由30％逐渐增加至50％。
6.根据权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于，步骤S3中，携带微细支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比由3％以2-4％的增幅阶梯式的上升至18％；
优选地，携带微细支撑剂的泡沫滑溜水采用段塞式注入，优选为长段塞式注入，优选每个砂液比的携带微细支撑剂的泡沫滑溜水的注入量为30-40m3，隔离液的注入量为井筒容积的80％-100％，优选不超过50m3；和/或，
排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量为50％。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的方法，其特征在于，在步骤S4中，携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水采用段塞式注入；优选地，
携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比由2％以1-3％的增幅阶梯式的上升至16％；
优选每个砂液比的携带小粒径支撑剂的泡沫滑溜水的注入量为40-50m3，隔离液的注入量为40-50m3；和/或，
排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量为50％。
8.根据权利要求1-7中任一项所述的方法，其特征在于，在步骤S5中，携带中粒径支撑剂的泡沫滑溜水采用长段塞式注入；优选地，
携带中粒径支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比由6％以2-4％的增幅阶梯式的上升至21％；优选地，每3-4个砂液比连续加砂注入；
优选每个砂液比的泡沫滑溜水注入量为40-50m3，隔离液的注入量为50-60m3；和/或，
排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量为50％。
9.根据权利要求1-8中任一项所述的方法，其特征在于，在步骤S6中，携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水采用连续加砂注入；优选地，
携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水的砂液比由12％以2-4％的增幅阶梯式的上升至24％；
优选每个砂液比的携带大粒径支撑剂的泡沫滑溜水注入量为5-10m3；和/或，
排量为12-16m3/min，优选地，泡沫滑溜水中二氧化碳的质量为50％。
10.根据权利要求1-9中任一项所述的方法，其特征在于，在步骤S7中，压裂液的用量为井筒容积的110-130％，优选地，在顶替过程中先使用50-60mPa·s的压裂液以清扫水平井筒的沉砂效应，然后用2-3mPa·s的低黏度滑溜水进行顶替；优选地，50-60mPa·s的压裂液的体积占步骤S8中所用的压裂液总体积的30％-40％。
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